До конца 2018 года остается месяц. Казалось бы, дискуссия о том, «что дальше» в электроэнергетике страны в основном завершена, выбор в пользу дальнейшего усиления ручного управления и деградации рыночных инструментов в отрасли сделан, Минэнерго завершает подготовку к запуску так называемой модернизации через привычные механизмы ДПМ. Стороны активной двухлетней дискуссии остались при своем мнении: генераторы под предводительством известных госкомпаний выиграли генеральное сражение, потребители и сторонники рыночного сценария развития повержены (и, надо отметить, это наблюдается не только в электроэнергетике), обсуждать особенно больше нечего. Тем не менее, если внимательно присмотреться к тому, что происходит, всё не совсем так. Прошедшая недавно отраслевая конференция института Адама Смита в Москве «Российская электроэнергетика: от эволюции к революции?», хотя и продемонстрировала глубокую пропасть в понимании оппонирующими участниками рынка и экспертами текущего момента, в представлении о том, как жить дальше (достаточно сказать, что на двух основных сессиях, касающихся стратегических вопросов, сторонники противоположных точек зрения практически не пересекались и не дискутировали друг с другом), но всё же показала, что противники антирыночного сценария всё ещё «живы», и так или иначе будут продолжать свою деятельность. Деятельность, которая всё-таки приносит определенные плоды. По крайней мере, отсутствие до сих пор, за месяц до окончания года постановления Правительства по модернизации – что неизбежно ведет к сдвижке всех запланированных и тщательно рассчитанных генераторами и Минэнерго этапов реализации программы, включая самый чувствительный для них момент: фиксацию цены мощности на максимуме «горки» платежей по ДПМ-1, с которой и собирается стартовать ДПМ-2, как бы «по инфляции», но с форой примерно в 2-2,5 раза выше оной – тоже один из результатов этой деятельности.

Мне довелось выступить на этой конференции, и так получилось, что с «последним словом», резюмируя все те мысли, которые мы излагали в последний год, в том числе и в статьях, здесь, в нашем блоге. В какой-то мере я спорил с подходом выступавшего передо мной заместителя председателя правления Совета рынка Олега Баркина, известного либерала, спикера и теоретика этой организации, когда-то замышлявшейся в качестве основного регулятора нашего рынка – по образцу и подобию PJM и прочих прототипов, но так таковой, к сожалению, и не ставшей. Смысл его выступления, изобиловавшего аналогиями и примерами, как мне показалось, сводился к тому, что есть данность – такой вот «рынок», который мы построили, в котором да, многое неправильно, но с этим в наших конкретных условиях ничего не поделаешь, мы живем «здесь и сейчас», а потому нам нужно продвигать что-то новое на его периферии или за его пределами – там, в технологических прорывах и «переходах». А они уже потом эволюционно изменят и сам рынок, и его традиционных участников, и их взаимоотношения, сделают их в конце концов эффективными, а всё неэффективное умрёт. Я же говорил о том, что новое не растёт эволюционно в старом, конфликт между ними ведёт к революции; что то, что мы построили и называем всуе рынком – совсем не рынок, и если мы не хотим «отстать навсегда», нам нужно всё это перестраивать и переформатировать сейчас, пока есть некоторая временная фора в связи с избытком предложения и стагнирующим спросом на наш основной продукт – электроэнергию во всех её формах и проявлениях. При этом у нас есть возможность учесть ошибки и препятствия на пути идущих впереди нас, а значит получить шанс их догнать, а может в чём-то и обогнать. Но, как это часто бывает, из-за регламента, из-за общего господствующего в общественной жизни настроения «не обострять», дискуссии по этим принципиальнейшим, на мой взгляд, вопросам, так и не случилось – её свернули, как не имеющую перспектив и смысла. Хотя в кулуарах она всё же продолжилась, но вскоре умерла и там. Однако вопросы остались, и именно под этим углом, я, следил за двухдневной стратегической сессией НТИ EnergyNet, состоявшейся на днях. Я посмотрел её в записи почти полностью и хочу поделиться здесь своими впечатлениями. Начал я смотреть с конца – со второго дня – представления проектов командами по итогам обсуждений. Увидел результаты и комментарии жюри из известных специалистов и экспертов отрасли, включая все того же Олега Баркина, увидел более чётко то, что он имел в виду, когда рассказывал о своём видении перспектив развития рынка в электроэнергетике на конференции Адама Смита. Из комментариев мне стало ясно, что эксперты выступили вначале со своей точкой зрения на всю картину в целом, и это заставило меня пересмотреть и первый день сессии. Проектов было несколько, по известным направлениям EnergyNet, среди которых, ключевую роль играют, на мой взгляд, Demand Response, частью которого являются агрегаторы спроса, а также т.н. АЭКи, под которыми у нас понимаются микрогриды, причем industrial, а не residential, как в других странах, с которыми мы соревнуемся и с которых пытаемся брать пример. Все остальные направления, 4 из 6 структурированных в архитектуре EnergyNet: и накопители энергии, и цифровые гибкие сети, и вопросы энергоснабжения удаленных территорий, и потребительские сервисы на основе распределенных реестров и прочих IT достижений, на мой взгляд, имеют вспомогательный характер, как приложения к первым двум.

Действительно, Demand Response в широком смысле это и есть та самая децентрализованная энергетика DER, построенная на цифровых сервисах, необходимых для агрегации спроса и управления им с применением в т.ч. накопителей, на базе гибких цифровых распределительных сетей в качестве платформы и одновременно физической сути такой энергетики. АЭК или smart grid, как и способы организации удаленного энергоснабжения со «слабыми» связями, о которых говорили на сессии, или вообще без таковых – в «островном» режиме, проблематика накопителей и потребительских сервисов – всё это, опять же, часть DER, то есть Demand Response как в текущем моменте, real time, так и в долгосрочном временном измерении – в планировании и развитии энергосистемы, вопросах балансовой надежности и т.д.

Поэтому именно этим проектам я и уделял особое внимание, как с точки зрения представления их командами, так и комментариями членов экспертного жюри и организаторов. Сам формат мероприятия, сколько бы его ведущий Олег Гринько ни повторял, что это не игротека, не бизнес коучинг, это не brain storm и технологический КВН, все-таки выглядел именно так, в том числе и в презентации самого ведущего, изобиловавшей всякими модными визионерскими понятиями и атрибутами из теории игр и управления, порою мало связанными с сутью проблематики электроэнергетики и соответствующих рынков. Это, на самом деле, меня особенно не раздражало и не огорчало, хотя некоторые профессиональные энергетики отзываются об этом стиле подачи насущных проблем в отрасли не лучшим образом. Но это нравится участникам проектов, молодежи, это всего лишь форма мероприятий неформального (а теперь, как я понял, и формального) движения под названием EnergyNet, и гораздо важнее здесь какие сущности, выражаясь тем же языком, оно в итоге рождает.

Конечно, меня в меньшей степени интересовали технологические вещи, о которых подробно говорил во вступительной презентации (с 18:43) основное лицо всей этой тематики, своего рода CEO EnergyNet, как бы он там ни назывался – Дмитрий Холкин, меня интересовала, прежде всего, проблема востребованности всех этих технологий и приложений с точки зрения организации рынка. Об этом больше говорил Олег Баркин (с 48:06), в какой-то мере об этом говорил и Олег Гринько (с 4:55). Их подход состоит как раз в том, о чём мы не поспорили с Олегом Баркиным на конференции Адама Смита – по их мнению, рынок будет меняться через внедрение новых технологий, пилотов, их масштабирование и т.д. Но то, что я увидел и услышал в представленных проектах по этим самым ключевым направлениям – Demand Response и Smart Grid, не убедило меня в верности такого подхода.

Начнем с Demand Response или агрегаторов спроса, как это зафиксировано в Дорожной Карте EnergyNet. Этот проект представлялся вначале в общем в презентации Максима Кулешова из СО, а затем командой экспертов на второй день. Саму, презентацию, в её различных вариациях, рассказывающую о сути DR, как явления и инструмента, а также попытках СО «дотянуться» до розничных потребителей, в чем и состоит, собственно, проект – создать условия для деятельности агрегаторов спроса – я видел не единожды, примерно с 2016 года. Максим Кулешов, как и до него Олег Баркин, рассказал о том, что этот проект продвинулся дальше всех – осталось внести лишь изменения в некоторые акты Правительства и он, как пилот, будет готов к запуску. При этом речь идёт пока о рынке системных услуг, который полностью ведётся Системным оператором и финансируется из его тарифа, что как раз и создает трудности – нужно успеть до принятия тарифно-балансовых решений: то есть выделить на него деньги, замечу, из платежей потребителей. Проектная группа, докладывавшая результаты сессии (с 51:46) на второй день, ещё раз остановилась на деталях организации этого пилота, объемах (до 0,9 ГВт), взаимодействия с СО и т.п., ещё раз рассказала всем, что это такое и почему этим нужно заниматься, но так и не сказала главного – а каковы стимулы этим заниматься именно у нас, на нашем рынке. Ну да, они, конечно, есть в пилоте – передвинуть свой график по требованию системного оператора, когда ему, в каких-то ситуациях, близких, очевидно, к аварийным, нужно сбросить нагрузку и тем самым удержать частоту в пределах нормы при недостатке мощности в системе, тем более, что для неё это совсем мизерные объемы, а оплата таких услуг, причем достаточно неплохая, будет предусмотрена отдельно. Но есть ли у нас такие стимулы на нашем рынке в обычной жизни? Достаточны ли они для того, чтобы эти самые агрегаторы, о которых идёт речь в проекте, могли вложиться в автоматизацию и цифровизацию процесса агрегирования и управления спросом и получить от этого эффект и окупаемость в разумные сроки?

На рынке электроэнергии, в суточном или недельном разрезах, на котором у нас волатильность в разы меньше, чем на относительно «спокойном» рынке в той же Европе – Норд пул в Скандинавии – точно нет:

В Центральной Европе:

Аналогичная картина и в Северной Америке и Австралии, хотя в моделях с рынками мощности волатильность существенно ниже:

Но и там пока эти вопросы – целесообразности на основании анализа затрат на создание цифровых в своей основе систем по управлению массовым спросом и потенциальных выгод – до конца не решены. В той же Финляндии, где спрос имеет выраженный термозависимый пик, и цены на электроэнергию в резидентном секторе достаточно высоки, а внутрисуточные колебания могут составлять 300- 500%, пока этот бизнес не получил широкого распространения, несмотря на наличие десятков сбытовых компаний и развитую конкуренцию на розничном рынке. Проблема там как раз в том, что сами участники оптового рынка, на той же бирже Nord Pool Spot, не до конца понимают, как примирить свои собственные интересы в продаже как можно больших объёмов своим потребителям, заявленных заранее, с потенциальными выгодами от управления спросом этих же потребителей, предполагающего его снижение в часы высоких цен и, соответственно, роста затрат на балансирование в системе в целом и у поставщиков с оптового рынка, в частности. При этом, как мы знаем, у них есть и другие инструменты – внутридневные рынки, гораздо более высокое по сравнению с нами временное разрешение цен, позволяющее более точное балансирование и т.д. Николай Посыпанко, участник проекта и одновременно старший аналитик «Vygon Consulting», анонсировал выход на днях нового исследования их компании по этой теме – надеюсь, как обычно, это будет добротная и крайне полезная работа, которую заранее советую всем интересующимся почитать.

Еще более не приспособлена наша текущая модель к Demand response на оптовом рынке. Там у нас вообще беда – стоимость мощности отражает не её нужность системе, даже в общем, с потерей пространственной дифференциации при «реформировании» КОМ в 2015 году, а, по большей части, квазиналоги для комфортного возврата инвестиций, прочих надбавок на перекрёстку всех мастей, а также «доплату до НВВ» «старым» ресурсам, которые не добирают её в достаточном объеме с рынка электроэнергии по всяческим причинам. Не будем на этом останавливаться – мы много здесь писали на эту тему, это очевидные вещи. Я, в этом смысле, завидую оптимизму Николая Посыпанко, который рассказывал о том, что на рынке мощности мы можем сэкономить в инвестициях, внедряя Demand Response, не строя и не модернизируя за дорого «с доходностью, соответствующей страновым рискам» генерацию. Наша сегодняшняя модель инвестиционного процесса в электроэнергетике, к сожалению, не про общественное благо, что бы там ни утверждали чиновники, заботящиеся о нас заранее, предвидящие дефициты, предлагающие браунфилд вместо гринфилдов и т.д., о чём нам увлечённо рассказывали весь этот и прошлый годы представители Минэнерго и иже с ними. Наша модель вообще не про рынок, она про вечную «надежность» по решениям чиновников, переходящую в застой, в том числе и технологический, но зато с хорошей доходностью. Но даже там, где это совершенно не так, как, например, в самых продвинутых юрисдикциях в США, в последние годы наблюдается некоторое сокращение объемов этих ресурсов из-за того, что рынки стали более тщательно проверять их фактическое наличие и готовность к снижению нагрузки. Аналогичная картина наблюдается и в Великобритании. Но, конечно, объёмы Demand Response в США, причём в рыночных юрисдикциях, как и темпы роста применения накопителей, как элемента Demand Response, поражают и еще раз подчеркивают то место, где мы находимся в этом вопросе с нашими мизерными объемами менее 100 МВт и одним участником.

В этой связи, уместно упомянуть еще один проект, представленный на сессии, своего рода дополнительный к абстрактным Demand Response и агрегаторам спроса. Речь о накопителях и их использовании в конкретном проекте строительства «Смарт сити» в Рублево-Архангельском, финансируемого Сбербанком. Как раз при представлении (с 32:22)этого проекта наглядно выяснилось, что наша модель в общем и целом дестимулирует какие-либо шаги в данном направлении по целому ряду причин, а там, где стимулирует – является оппортунистической общественному благу. Тот факт, что сегодня оплата всех этих квазиналоговых надбавок и того, что я называю «раздачей слонов» на КОМ – доплат до средневзвешенных НВВ генераторов, происходит в плавающий час максимума в регионе, который приходится предугадывать статистически и который зависит как раз от поведения субъектов управления спросом, конечно несёт существенные риски для внедрения технологии накопления и хранения энергии с последующей её выдачей потребителям в часы оплаты мощности. Но даже если вам удастся свести этот риск к минимуму за счет, понятно, серьезных аналитических усилий в таком регионе как Москва и Московская область, то нужно представлять, что экономия потребителей этого смарт-сити на оплате мощности произойдет за счёт всех остальных потребителей и не только этих регионов, но и всей Первой ценовой зоны. То есть за счастливых обладателей недвижимости в Рублево-Архангельском, вместе с «капитализированным» энергоимуществом в виде накопителей (здесь как раз резон есть ­– вместо отдачи денег дяде в энергосистему на техприсоединение создать собственные активы) заплатят бедные потребители какого-нибудь Волочка или Урюпинска. Что касается сетевой мощности, которая фиксируется во все часы, кроме ночных и выходных, то тут призывы Андрея Леонтьева это как-то пересмотреть и сделать их прогнозируемыми, смотрятся немного наивными. Уверен, он, в свое время занимавшийся этими вопросами профессионально в Совете рынка, как никто среди остальных участников проекта понимает, что вообще-то речь идёт о наполнении НВВ сетей, и платеж за пиковую мощность, в отсутствие корректного отображения в тарифах структуры расходов на содержание и развитие сетевых активов, отражает не столько плату за билет каждого потребителя «на проезд в час пик», сколько общий платеж за наличие «дороги» вообще. Наталья Невмержицкая, как обычно профессионально, разъяснила присутствующим «подводные камни» и даже «рифы» данного проекта, а замечание ещё одного эксперта об экономических рисках подключения таких объемов новой мощности (свыше 100 МВт) на напряжении 10 кВ, наряду с замечаниями Олега Баркина о регуляторных рисках, на мой взгляд, окончательно его утопили. В данной реальности он не выглядит рабочим, кто бы его не финансировал. Вообще, весь этот хайп вокруг накопителей основан на их возможностях накапливать электроэнергию тогда, когда она дешева, и выдавать в сеть тогда, когда мощность стоит дорого из-за её недостатка в системе в период пиковых нагрузок и необходимости обеспечения работоспособности дорогих ресурсов, как в генерации, так и в сетях. У нас же цены на рынке ­– это средняя температура по больнице, вернее по двум больницам – Первой ценовой зоне и Второй. И «медсёстры», которые в отношении генераторной мощности измеряют её без предупреждения по каким-то случайным обстоятельствам, обусловленным поведением всех «пациентов» больницы и известным в итоге только «главврачу», а в отношении сетевой – одевают на вас «датчики» в течение всего дня. Потом это всё суммируют, усредняют по больнице и выставляют счёт за «процедуры» в соответствии с вашим вкладом в общую температуру. Единственный способ не платить – сбежать из «больницы» вовремя, или хотя бы на весь день до позднего вечера. Что те, у кого такая возможность есть, и делают.

Сегодня, в этом смысле, более предпочтительным решением в подобных проектах выглядит строительство собственной генерации на базе ГПА, и, кстати, финская Wartsila, представитель которой Андрей Никитин выступил с отличной презентацией все на той же конференции Адама Смита от эволюции к революции, предлагает такое решение как раз по Рублево-Архангельскому. Было бы интересно сравнить экономику этих проектов, начиная со строительства подстанции 220 кВ, ГПА на 118 МВт от Wartsila и то, что предлагалось на сессии EnergyNet.

Вообще говоря, распределенная генерация в широком смысле – это тоже часть Demand Response, вернее Demand Side Response, как это называется в Европе и Британии, потому что генерация у потребителей, т.н. embedded generation, как раз и обеспечивает их энергией при недостатке мощности в системе и высоких ценах. При этом, если правильно выстроена тарификация сетевого сегмента в энергосистеме, такой подход позволяет экономить не только на снижении расходов на покупку дорогих ресурсов оптового рынка, но и на тарифе на передачу. Известным фактом у нас является значительная разница между объёмами перетоков по магистральным сетям и фактическими объёмами потребления электроэнергии – вторая величина примерно на 40 % выше первой, но тем не менее каждый потребитель у нас платит долю содержания сетей ФСК через котловой тариф. Об этом на сессии косвенно говорилось в представлении проекта проблематики удаленного и изолированного энергоснабжения, где отмечалось, что для распредсетей в тарифном котле нет стимулов переходить на технологии, альтернативные проводным.

Но еще более рельефно этот вопрос подсвечивается в тематике так называемых активных энергетических комплексов – АЭКов, продвигаемых (с 4:30)дочерней структурой СО ЕЭС под руководством Ксении Дацко. По сути дела, АЭКи, позиционирующиеся у нас как неведомые в иных юрисдикциях industrial microgrids, – это такая попытка «оседлать» неконтролируемый процесс ухода крупных промышленных предприятий в собственную генерацию – незавершенного до конца grid defection на фоне всё ухудшающегося экономического климата в централизованной ЕЭС. И закономерно, что оператор ЕЭС, называемый системным, главным содержанием которого у нас так и не стало « to keep lights on at least cost», пытается противостоять этим тенденциям, но не путем улучшения этого самого климата (справедливости ради, Demand Response от СО – как раз попытки в этом направлении, хотя и очень робкие), а при помощи создания неких искусственных образований, больше похожих, конечно, на резервации. Концепция АЭКов, начинавшаяся с ЭССО, потом пытавшаяся их как-то объединить, насколько я понял, опять претерпела изменения – теперь об ЭССО как операторе АЭКа забыли, нынче это такая независимая площадка без единого оператора, регулируемая исключительно автоматически через технологичные УИСы, как в общении с внешним миром, так и между её участниками. Суть свелась к опосредованному присоединению участников через шины распределенной генерации – ключевого элемента всей конструкции АЭК. Основные бенефиты для участников резервации – неоплата сетевого тарифа при непревышении лимита – 25 МВт внутри АЭК и неоплата всех этих псевдомощностей в генерации, которые в итоге оплатят те, кто остался полностью в ЕЭС.

Но речь идёт о промышленности и в последние годы крупных торговых центрах, а там, как правило, конструкция сегодня другая – собственная генерация является частью производственного процесса, там нет сторонних потребителей, никак не связанных с этой площадкой юридически (хотя на самом деле, конечно, есть). И промышленность не хочет вообще платить ни сетевой тариф, ни, естественно, генераторную мощность без всяких ограничений в 25 МВт, до тех пор пока она не потребляет электроэнергию из общей сети. В этом суть этого незавершенного «побега из Шоушенка» владельцев собственной генерации, при том, что они остаются присоединенными к энергосистеме (а что? а вдруг?) на весь объём потенциального собственного потребления. Проекты Минэнерго про резерв сетевой мощности во многом как раз про это, и если они всё же пройдут, то промышленность встанет перед выбором: идти в резервации до 25 МВт по пути, который предлагает НТЦ ЕЭС, или же завершать свой «побег». Конечно, останутся и промежуточные варианты, но в целом, мне представляется, что АЭКи могут быть как-то востребованы у относительно небольших предприятий, всяческих торговых центров, теплиц и т.д., построенных по этому принципу в последние годы, в то время как «крупняк» продолжит путь в автономное плавание, продолжая процесс эрозии ЕЭС. И чем больше в нашем Шоушенке будет ужесточаться режим, тем этот процесс будет шире и интенсивнее. Вообще говоря, проблема grid defection в связи с развитием DER присуща не только нам: и во вполне рыночных юрисдикциях в условиях той самой энергетической трансформации, 3D «перехода», о которых так много говорят, происходит смена парадигмы: распределительные сети становятся двунаправленными, играют всё большую роль в организации рынка (и в этом основная суть их дальнейшего развития, о чём, на мой взгляд, на сессии говорили непозволительно мало), превращая традиционный опт и магистральные сети – то что называется bulk grid – в некую связующую инфраструктуру общего пользования для балансирования производства и потребления энергии на местах, непосредственно у потребителей. Процесс идёт постепенно и непросто, в той же Америке ведется напряженная совместная работа по поиску путей оптимизации работы рынков среди ведущих юрисдикций и регуляторов, адаптации к новым условиям и отношениям, рождаемым как раз самими этими рынками в ходе органического эволюционного развития с учетом климатической повестки. Микрогриды там как раз об этом, это опять же часть глобального Demand Side Response и DER, и известный, набивший уже оскомину Бруклинский кейс тому наглядное подтверждение. DER вообще – как ответ на неопределенности, связанные с высокой капиталоемкостью большой генерации, её зависимостью от волатильных цен в период окупаемости и на жизненном цикле на первичные энергоресурсы; неопределенности, помноженные на вызовы климатической повестки – растёт из традиционного рынка, постепенно вытесняя его и изменяя как его суть, так и ключевые функции. У нас же, в отсутствие большинства этих факторов, этот рост связан с оппортунистическим общественному благу поведением крупных потребителей, вынужденных искать свое «счастье» за пределами энергосистемы, созданной в совсем другой стране и в совсем в других экономических условиях. Именно поэтому наши АЭКи ­– это не их микрогриды, развитие которых определяется эволюцией отношений субъектов в благоприятной среде, у нас это жесткий конфликт между рыночной и нерыночной частями экономики страны. Поэтому вряд ли они будут иметь устойчивое и многообещающее будущее. Это всё-таки цветы в горшках, а не в саду. И позиция, высказанная (с 26:46) первым заместителем министра энергетики, а теперь еще и куратором электроэнергетики Алексеем Текслером при представлении проекта, от том, что да, это надо бы делать, но не в ущерб существующему полезному отпуску сетей, а где-нибудь на новых площадках, в неценовых зонах и т.д., – тому наглядное подтверждение.

Завершая, отмечу, что, конечно, несмотря на все эти и предыдущие замечания, всё это движение EnergyNet не является бесполезным делом. Уже одно то, что оно вовлекает в процесс поисков новых форм существования нашей энергетики множество энтузиастов, прежде всего творческую молодежь, пытаясь так или иначе следовать, если не параллельным курсом, то хотя бы в фарватере мирового прогресса в этой сфере, заслуживает уважения. В какой-то мере это напоминает мне конец 80х, перестройку, когда возникали и бурно развивались новые формы жизни в нашем обществе, и в т.ч. и в технологиях, и в организации экономических отношений – все эти объединения научно-технического творчества молодежи – НTТМ, кооперативы, которые постепенно изменяли всё вокруг себя, включая и среду, в которой они рождались, часто не потому что, а вопреки. Но мы знаем, что перестройка в итоге закончилась революцией, и в экономике тоже, что привело последнюю к глубокому спаду со всеми известными последствиями. И, конечно, уж не НТТМы и кооперативы были главной причиной революции, они лишь готовили для неё почву, подтачивали заскорузлую советскую экономическую модель изнутри. Наверное, тот спад и регресс, который мы испытали затем в первой половине 90х, был объективным процессом после нашего 70-летнего движения по обочине прогресса и почти 20-летнего предшествующего экономического застоя. В нашей постреформенной электроэнергетике мы тоже наблюдаем как минимум застой в течение уже многих лет. Принимаемые (и не принимаемые вовремя) решения в момент, когда мы проходим очередную развилку в отрасли, как та же антирыночная ДПМ-модернизация, или отказ от глубокого анализа причин неуспеха реформы отрасли и выработки мер по её перезапуску, закрепляют это состояние еще на десятилетия. Не думаю, конечно, что это произойдёт, жизнь заставит нас меняться гораздо раньше. И чем быстрее, тем лучше, в том числе и для EnergyNet, которое могло бы играть в этом процессе гораздо более активную роль, в том числе используя очевидный когнитивный диссонанс участвующих в нём чиновников.